RU2823002C1 - Natural gas liquefaction complex - Google Patents
Natural gas liquefaction complex Download PDFInfo
- Publication number
- RU2823002C1 RU2823002C1 RU2023135090A RU2023135090A RU2823002C1 RU 2823002 C1 RU2823002 C1 RU 2823002C1 RU 2023135090 A RU2023135090 A RU 2023135090A RU 2023135090 A RU2023135090 A RU 2023135090A RU 2823002 C1 RU2823002 C1 RU 2823002C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- pipeline
- natural gas
- cgtp
- pipelines
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 141
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 114
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 32
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 32
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 28
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000012824 chemical production Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 58
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 22
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 13
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 10
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical compound CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N geranyl diphosphate Chemical compound CC(C)=CCC\C(C)=C\CO[P@](O)(=O)OP(O)(O)=O GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000002044 hexane fraction Substances 0.000 description 1
- XBFMJHQFVWWFLA-UHFFFAOYSA-N hexane;pentane Chemical compound CCCCC.CCCCCC XBFMJHQFVWWFLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical class O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области рационального использования природных ресурсов и может быть использовано в газодобывающей, газоперерабатывающей и газохимической отраслях промышленности.The invention relates to the field of rational use of natural resources and can be used in the gas production, gas processing and gas chemical industries.
Наиболее близок по технической сущности к заявляемому изобретению производственный кластер [RU 2685099, опубл. 16.04.2019 г., СПК B01D 53/00, B01D 2257/11, B01D 2257/304, B01D 2257/504, B01D 2257/702], включающий по крайней мере два газовых и/или газоконденсатных месторождения 100 и 200 для добычи газовых и/или газоконденсатных смесей с разным содержанием кислых примесей и углеводородов С2+, установки комплексной подготовки газа (УКПГ) 300 на каждом из месторождений непосредственно или на побережье, предназначенные для разделения добываемой на месторождениях газоконденсатной смеси на природный газ и стабильный конденсат, завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) 400, систему магистральных трубопроводов с дожимными перекачивающими станциями (ДКС) 500.The production cluster is closest in technical essence to the claimed invention [RU 2685099, publ. 04/16/2019, SPK B01D 53/00, B01D 2257/11, B01D 2257/304, B01D 2257/504, B01D 2257/702], including at least two gas and/or gas condensate fields 100 and 200 for gas production and/or gas condensate mixtures with different contents of acidic impurities and C 2+ hydrocarbons, integrated gas treatment units (CGTUs) 300 at each of the fields directly or on the coast, designed to separate the gas condensate mixture produced at the fields into natural gas and stable condensate, plant for production of liquefied natural gas (LNG) 400, a system of main pipelines with booster pumping stations (BPS) 500.
При этом УКПГ 300 первого месторождения включает блок (установку) предварительной очистки и осушки 301 (обеспечивающий подготовку газа: удаление из газа механических примесей, капельной влаги и капель сконденсированных углеводородов, а также абсорбционную или адсорбционную осушку газа) оснащен отгрузочным трубопроводом стабильного газового конденсата 2 и магистральным трубопроводом подготовленного природного газа 3, на котором расположена ДКС 500, оснащенная магистральным трубопроводом 4, который соединен с магистральным трубопроводом очищенного от кислых примесей и тяжелых углеводородов природного газа (метановой фракции) 12, после которого полученную смесь газов по трубопроводу 4 транспортируют на завод по производству СПГ 400 (завод СПГ), который оснащен отгрузочным криогенным трубопроводом СПГ 5.At the same time, the gas treatment facility 300 of the first field includes a pre-treatment and drying unit (installation) 301 (providing gas preparation: removal of mechanical impurities, droplets of moisture and droplets of condensed hydrocarbons from the gas, as well as absorption or adsorption drying of gas) is equipped with a shipping pipeline for stable gas condensate 2 and main pipeline of prepared natural gas 3, on which the booster compressor station 500 is located, equipped with main pipeline 4, which is connected to the main pipeline of natural gas (methane fraction) purified from acidic impurities and heavy hydrocarbons 12, after which the resulting mixture of gases is transported through pipeline 4 to the plant by LNG production 400 (LNG plant), which is equipped with a cryogenic LNG export pipeline 5.
УКПГ 300 второго месторождения также включает блок предварительной очистки и осушки 301 и, кроме того, установку очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов 302 и газофракционирующую установку 303. При этом блок предварительной очистки и осушки 301 второго месторождения оснащен отгрузочным трубопроводом стабильного газового конденсата 7 и соединен с магистральным трубопроводом подготовленным природного газа 8, на котором последовательно расположены: ответвление трубопровода части подготовленного природного газа 11, соединенное с установкой 302, соединение с трубопроводом углеводородов С2+ 14 и соединение с трубопроводом части этана 15, после которого полученную смесь газов по трубопроводу 9 поступает на ДКС 500, с помощью которой по трубопроводу 10 транспортируют промышленным и коммунальным потребителям 600.The gas treatment unit 300 of the second field also includes a pre-treatment and drying unit 301 and, in addition, a purification unit for removing acidic impurities and heavy hydrocarbons 302 and a gas fractionation unit 303. In this case, the pre-treatment and drying unit 301 of the second field is equipped with a stable gas condensate loading pipeline 7 and is connected with the main pipeline of prepared natural gas 8, on which there are sequentially located: a branch pipeline of a part of the prepared natural gas 11, connected to installation 302, a connection to a pipeline of C 2+ hydrocarbons 14 and a connection to the pipeline of a part of ethane 15, after which the resulting mixture of gases through pipeline 9 arrives at BCS 500, with the help of which 600 is transported through pipeline 10 to industrial and municipal consumers.
На установке 302 часть подготовленного природного газа, поступившую по трубопроводу 11, разделяют на кислые примеси, подаваемые по трубопроводу 20 на установку Клауса 800 (установку утилизации кислых газов) с трубопроводом серы 21, метановую фракцию, подаваемую по трубопроводу 12 в трубопровод 4, и углеводороды С2+, выводимые по трубопроводу 13, частью подаваемые по линии 14, а частью подаваемые на установку 303 для разделения на этан (этановую фракцию), подаваемый в трубопровод 9 по трубопроводу 15 и на газохимическое производство 700 по трубопроводу 18, пропан-бутановую фракцию, выводимую по трубопроводу 17 в качестве товарной продукции, и пентан-гексановую фракцию, подаваемую в трубопровод 7 по трубопроводу 16.At installation 302, part of the prepared natural gas supplied through pipeline 11 is separated into acidic impurities supplied through pipeline 20 to the Claus 800 installation (acid gas recovery unit) with sulfur pipeline 21, the methane fraction supplied through pipeline 12 to pipeline 4, and hydrocarbons C 2+ , discharged through pipeline 13, partly supplied through line 14, and partly supplied to installation 303 for separation into ethane (ethane fraction), supplied to pipeline 9 via pipeline 15 and to gas chemical production 700 via pipeline 18, propane-butane fraction , output through pipeline 17 as a commercial product, and the pentane-hexane fraction supplied to pipeline 7 through pipeline 16.
При этом следует отметить, что завод по производству СПГ 400 обязательно должен включать установку очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов, аналогичную установке 302, но с дополнительной функцией глубокой доосушки газа до температуры точки росы не выше минус 100-110 °С и опциональной функцией очистки от паров ртути.It should be noted that the LNG production plant 400 must necessarily include a purification unit for removing acidic impurities and heavy hydrocarbons, similar to unit 302, but with an additional function of deep drying of gas to a dew point temperature not exceeding minus 100-110 ° C and an optional purification function from mercury vapor.
Недостатками известного производственного кластера (комплекса) являются: неработоспособность при наличии сернистых соединений в продукции скважин месторождений 100 и/или 200, а также из-за невозможности смешения потоков метановой фракции 12 и подготовленного газа 4, а, кроме того, низкое качество газа, поступающего потребителям 600 и низкая производительность газохимического производства.The disadvantages of the known production cluster (complex) are: inoperability due to the presence of sulfur compounds in the production of wells of fields 100 and/or 200, as well as due to the impossibility of mixing the flows of methane fraction 12 and prepared gas 4, and, in addition, the low quality of the gas supplied 600 consumers and low productivity of gas chemical production.
Неработоспособность известного комплекса обусловлена отсутствием очистки от кислых примесей, прежде всего, сероводорода, части подготовленного природного газа, подаваемой по трубопроводу 9 (после смешения с углеводородами С2+ и этановой фракцией) через ДКС 500 и далее по трубопроводу 10 промышленным и коммунальным потребителям 600, а также подготовленного природного газа, подаваемого по трубопроводу 4 при наличии в нем сернистых соединений и высокого содержания углекислоты. Наличие кислых примесей, включая сернистые соединения, приведет к недопустимо высокой скорости коррозии трубопроводов 8-11. В соответствии с нормативными требованиями содержание кислых компонентов в природном газе, транспортируемом по магистральному трубопроводу, жестко ограничено, что не обеспечивается известным комплексом.The inoperability of the known complex is due to the lack of purification from acidic impurities, primarily hydrogen sulfide, of part of the prepared natural gas supplied through pipeline 9 (after mixing with C 2+ hydrocarbons and ethane fraction) through BCS 500 and further through pipeline 10 to industrial and utility consumers 600, as well as prepared natural gas supplied through pipeline 4 in the presence of sulfur compounds and high carbon dioxide content. The presence of acidic impurities, including sulfur compounds, will lead to an unacceptably high rate of corrosion of pipelines 8-11. In accordance with regulatory requirements, the content of acidic components in natural gas transported through the main pipeline is strictly limited, which is not ensured by the known complex.
Кроме того, неработоспособность известного комплекса обусловлена невозможностью непосредственного смешения метановой фракции (трубопровод 12) и подготовленного природного газа (трубопровод 4) в связи с тем, что метановая фракция имеет более низкое давление. Подготовленный природный газ в трубопроводах 8 и 11 имеет давление, близкое к давлению подготовленного природного газа в трубопроводе 3, которое, как правило, ниже или немного выше критического давления природного газа и находится обычно в интервале 2,0 - 5,5 МПа. Из-за гидравлического сопротивления оборудования установки 302 давление метановой фракции в трубопроводе 12 будет еще ниже. В то же время давление подготовленного природного газа в трубопроводе 4 после ДКС 500 будет существенно выше критического, как правило 10 МПа или более. То есть непосредственное смешение метановой фракции (трубопровод 12) и подготовленного природного газа (трубопровод 4) невозможно. Для корректного осуществления смешения указанных потоков требуется оснащение установки 302 дополнительной ДКС, располагаемой на входе или на выходе с установки, что не предусмотрено известным комплексом.In addition, the inoperability of the known complex is due to the impossibility of direct mixing of the methane fraction (pipeline 12) and prepared natural gas (pipeline 4) due to the fact that the methane fraction has a lower pressure. The treated natural gas in pipelines 8 and 11 has a pressure close to the pressure of the treated natural gas in pipeline 3, which is usually below or slightly above the critical pressure of natural gas and is usually in the range of 2.0 - 5.5 MPa. Due to the hydraulic resistance of the equipment of installation 302, the pressure of the methane fraction in pipeline 12 will be even lower. At the same time, the pressure of prepared natural gas in pipeline 4 after BCS 500 will be significantly higher than critical, usually 10 MPa or more. That is, direct mixing of the methane fraction (pipeline 12) and prepared natural gas (pipeline 4) is impossible. To correctly carry out the mixing of these flows, it is necessary to equip the installation 302 with an additional booster compressor station located at the inlet or outlet of the installation, which is not provided by the known complex.
Низкое качество газа, поступающего по магистральному трубопроводу 10 потребителям 600 (товарного газа), обусловлено его низкой теплотворной способностью, особенно при высоком содержании углекислоты в продукции скважин 6.The low quality of gas supplied through the main pipeline to 10 consumers 600 (commercial gas) is due to its low calorific value, especially with a high carbon dioxide content in the production of wells 6.
Кроме того, низкая теплотворная способность природного газа в трубопроводах 8 и 9 требует добавления к нему потоков с высокой теплотворной способностью - 1,8 млн т в год потока углеводородов С2+ по трубопроводу 14 (таблица 2) или 0,83 млн т в год этановой фракции по трубопроводу 15 (таблица 3) в трубопровод части подготовленного газа 9. При этом поток оба потока 14 и 15 углеводородов С2+ содержат ценный нефтехимический продукт - этан в количестве 58,5% мол. и 97,3% мол., соответственно, что приводит к снижению производительности газохимического производства.In addition, the low calorific value of natural gas in pipelines 8 and 9 requires the addition of streams with high calorific value - 1.8 million tons per year of the flow of C 2+ hydrocarbons through pipeline 14 (Table 2) or 0.83 million tons per year ethane fraction through pipeline 15 (table 3) into the pipeline of a portion of the prepared gas 9. In this case, both streams 14 and 15 of C 2+ hydrocarbons contain a valuable petrochemical product - ethane in an amount of 58.5 mol%. and 97.3 mol.%, respectively, which leads to a decrease in the productivity of gas chemical production.
Задача изобретения - обеспечение работоспособности комплекса, повышение качества товарного газа, повышение производительности газохимического производства.The purpose of the invention is to ensure the operability of the complex, improve the quality of commercial gas, and increase the productivity of gas chemical production.
Технический результат - обеспечение работоспособности комплекса - достигается: расположением установок очистки от кислых примесей, тяжелых углеводородов и осушки на трубопроводах подготовленного природного газа перед ДКС всех месторождений, а также соединением трубопровода компримированного очищенного и осушенного газов первого месторождения с трубопроводом части компримированного очищенного и осушенного газов второго месторождения.The technical result - ensuring the operability of the complex - is achieved by: placing installations for purification from acidic impurities, heavy hydrocarbons and drying on the pipelines of prepared natural gas in front of the booster compressor station of all fields, as well as connecting the pipeline of compressed purified and dried gases of the first field with the pipeline of part of the compressed purified and dried gases of the second Place of Birth.
Повышение качества товарного газа достигается расположением установки очистки от кислых примесей, тяжелых углеводородов и осушки на трубопроводе подготовленного природного газа второго месторождения.Improving the quality of commercial gas is achieved by placing a purification unit for removing acidic impurities, heavy hydrocarbons and drying on the pipeline of the prepared natural gas of the second field.
Повышение производительности газохимического производства достигается исключением соединения трубопровода углеводородов С2+ (16) или трубопровода этановой фракции (14) с трубопроводом части подготовленного природного газа (9). Регулирование калорийности товарного газа осуществляется при этом смешением с по меньшей мере частью пропан-бутановой фракции.Increasing the productivity of gas chemical production is achieved by excluding the connection of the C 2+ hydrocarbon pipeline (16) or the ethane fraction pipeline (14) with the pipeline of a portion of the prepared natural gas (9). The caloric content of the commercial gas is regulated by mixing with at least part of the propane-butane fraction.
Заявленный технический результат достигается тем, что в комплексе, который включает по меньшей мере два газовых и/или газоконденсатных месторождения, установки комплексной подготовки газа на каждом из месторождений непосредственно или на побережье, завод по производству сжиженного природного газа, промышленных и коммунальных потребителей, газохимическое производство, а также систему магистральных трубопроводов с дожимными перекачивающими станциями, при этом установка комплексной подготовки газа первого месторождения включает установку предварительной очистки и осушки, оснащенную трубопроводом стабильного газового конденсата, а дожимная компрессорная станция первого месторождения соединена магистральным трубопроводом с заводом СПГ, оснащенным трубопроводом СПГ, установка комплексной подготовки газа второго месторождения включает установку предварительной очистки и осушки, оснащенную трубопроводом стабильного газового конденсата, а также установку газофракционирования, соединена трубопроводом кислых примесей с установкой утилизации кислых примесей и соединена с дожимной компрессорной станцией, установка газофракционирования оснащена трубопроводом пропан-бутановой фракции и соединена трубопроводом этановой фракции с газохимическим производством, кроме того, трубопроводы стабильного газового конденсата соединены с трубопроводами тяжелых углеводородов, особенностью является то, что установки комплексной подготовки газа обоих месторождений дополнительно включают дожимные компрессорные станции и установки очистки от кислых примесей, тяжелых углеводородов и осушки, которые трубопроводами кислых примесей соединены с установками утилизации кислых примесей, оснащенными линиями вывода отходящих газов, оборудованы трубопроводами тяжелых углеводородов и соединены с дожимными компрессорными станциями трубопроводами очищенного и осушенного природного газа, при этом дожимная компрессорная станция установки комплексной подготовки газа первого месторождения оснащена линией компримированного очищенного и осушенного природного газа, к которой примыкает трубопровод части очищенного и осушенного природного газа второго месторождения, а дожимная компрессорная станция установки комплексной подготовки газа второго месторождения соединена с установкой газофракционирования трубопроводами по меньшей мере части компримированного очищенного и осушенного газа и метановой фракции, и оснащена трубопроводами товарного природного газа и части очищенного и осушенного природного газа второго месторождения, кроме того, завод СПГ включает установки доосушки и сжижения природного газа.The declared technical result is achieved by the fact that in a complex that includes at least two gas and/or gas condensate fields, complex gas treatment installations at each of the fields directly or on the coast, a plant for the production of liquefied natural gas, industrial and municipal consumers, gas chemical production , as well as a system of main pipelines with booster pumping stations, while the complex gas treatment installation of the first field includes a pre-treatment and drying installation equipped with a stable gas condensate pipeline, and the booster compressor station of the first field is connected by a main pipeline to an LNG plant equipped with an LNG pipeline, the installation complex gas treatment of the second field includes a pre-treatment and drying installation, equipped with a stable gas condensate pipeline, as well as a gas fractionation installation, connected by an acid impurities pipeline with an acid impurities recycling installation and connected to a booster compressor station, a gas fractionation installation equipped with a propane-butane fraction pipeline and connected by a pipeline ethane fraction with gas chemical production, in addition, pipelines of stable gas condensate are connected to pipelines of heavy hydrocarbons, a special feature is that complex gas treatment installations of both fields additionally include booster compressor stations and installations for purification of acidic impurities, heavy hydrocarbons and drying, which are pipelines of acidic impurities are connected to acidic impurity recovery units equipped with exhaust gas removal lines, equipped with heavy hydrocarbon pipelines and connected to booster compressor stations with purified and dried natural gas pipelines, while the booster compressor station of the complex gas treatment installation of the first field is equipped with a line of compressed purified and dried natural gas , to which the pipeline of part of the purified and dried natural gas of the second field is adjacent, and the booster compressor station of the complex gas treatment installation of the second field is connected to the gas fractionation installation by pipelines of at least part of the compressed purified and dried gas and methane fraction, and is equipped with pipelines of commercial natural gas and part purified and dried natural gas from the second field; in addition, the LNG plant includes installations for post-drying and liquefaction of natural gas.
При необходимости регулирования теплотворной способности товарного природного газа и/или СПГ, трубопроводы товарного природного газа и части очищенного и осушенного природного газа второго месторождения соединены с трубопроводом пропан-бутановой фракции.If it is necessary to regulate the calorific value of commercial natural gas and/or LNG, the pipelines of commercial natural gas and part of the purified and dried natural gas of the second field are connected to the pipeline of the propane-butane fraction.
При наличии соответствующих перерабатывающих мощностей газохимическое производство или трубопровод этановой фракции также могут быть соединены с трубопроводом пропан-бутановой фракции.If appropriate processing facilities are available, the gas chemical production or ethane fraction pipeline can also be connected to the propane-butane fraction pipeline.
При необходимости установка очистки от кислых примесей, тяжелых углеводородов и осушки месторождения, питающего сырьем завод СПГ или установка доосушки природного газа на заводе СПГ дополнительно оснащены блоком удаления ртути.If necessary, the installation for purification of acidic impurities, heavy hydrocarbons and drying of the field supplying raw materials to the LNG plant or the installation for post-drying of natural gas at the LNG plant are additionally equipped with a mercury removal unit.
При необходимости, при наличии сероводорода и/или меркаптанов в продукции скважин того или иного месторождения, установки утилизации кислых примесей УКПГ этих месторождений дополнительно оснащены трубопроводами вывода элементной серы.If necessary, in the presence of hydrogen sulfide and/or mercaptans in the production of wells of a particular field, the installations for the utilization of acidic impurities of the gas treatment plants of these fields are additionally equipped with pipelines for the removal of elemental sulfur.
При необходимости установки предварительной очистки и осушки соединены с трубопроводами попутного нефтяного газа близлежащих нефтегазовых месторождений.If necessary, pre-treatment and drying installations are connected to associated petroleum gas pipelines from nearby oil and gas fields.
Установка предварительной очистки и осушки включает, например, блоки низкотемпературной сепарации, стабилизации газового конденсата и метанольное хозяйство с установкой регенерации метанола. Установка газофракционирования включает не менее двух ректификационных колонн со вспомогательным оборудованием. Установка утилизации кислых примесей включает установку получения элементной серы по любой известной технологии и/или инсинератор. Установка очистки от кислых примесей, тяжелых углеводородов и осушки включает блоки абсорбционной или адсорбционной очистки от кислых примесей, абсорбционной или низкотемпературной очистки от тяжелых углеводородов, абсорбционной или адсорбционной осушки. Газохимическое производство может представлять собой, например, производство полимеров. Остальные составляющие комплекса могут быть выполнены любым образом, известным из уровня техники.The pre-treatment and drying installation includes, for example, low-temperature separation units, gas condensate stabilization units and a methanol facility with a methanol regeneration unit. The gas fractionation installation includes at least two distillation columns with auxiliary equipment. The installation for the utilization of acidic impurities includes an installation for the production of elemental sulfur using any known technology and/or an incinerator. The installation for purification from acidic impurities, heavy hydrocarbons and drying includes blocks for absorption or adsorption purification from acidic impurities, absorption or low-temperature purification from heavy hydrocarbons, absorption or adsorption drying. Gas chemical production can be, for example, the production of polymers. The remaining components of the complex can be made in any way known from the prior art.
Предлагаемый комплекс показан на чертеже и включает по меньшей мере два газовых и/или газоконденсатных месторождения (условно показано два месторождения, первое 100 и второе 200, каждое из которых может содержать два и более мелких месторождений),The proposed complex is shown in the drawing and includes at least two gas and/or gas condensate fields (conditionally two fields are shown, the first 100 and the second 200, each of which may contain two or more small fields),
- УКПГ 101 первого и 201 второго месторождений, установки предварительной очистки и осушки 111 в составе УКПГ 101 и 211 в составе УКПГ 201,- GPP 101 of the first and 201 of the second fields, pre-treatment and drying installations 111 as part of GPP 101 and 211 as part of GPP 201,
- установки очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов и осушки сырьевого газа 112 в составе УКПГ 101 и 212 в составе УКПГ 201,- installations for purification of acidic impurities and heavy hydrocarbons and drying of raw gas 112 as part of UKPG 101 and 212 as part of UKPG 201,
- установки утилизации кислых примесей 113 в составе УКПГ 101 и 213 в составе УКПГ 201,- installations for the utilization of acidic impurities 113 as part of UKPG 101 and 213 as part of UKPG 201,
- ДКС 114 в составе УКПГ 101 и 214 в составе УКПГ 201,- BCS 114 as part of UKPG 101 and 214 as part of UKPG 201,
- установку газофракционирования 215 в составе УКПГ 201,- gas fractionation unit 215 as part of UKPG 201,
- установки доосушки 301 и сжижения природного газа 302 в составе завода СПГ 300,- installations for post-drying 301 and liquefaction of natural gas 302 as part of the LNG plant 300,
а также промышленных и коммунальных потребителей 400 и газохимическое производство 500.as well as industrial and municipal consumers 400 and gas chemical production 500.
При работе предлагаемого комплекса продукция скважин по трубопроводам 1001 и 2001 месторождений 100 и 200, здесь и далее - соответственно, поступает на установки комплексной подготовки газа 101 и 201, где на установках предварительной очистки и осушки 111 и 211 очищается от механических примесей, углеводородов С5+, которые выводят в виде стабильного газового конденсата по трубопроводам 1002 и 2002, метанола и воды, которые в виде водометанольного раствора утилизируют в пределах установок 111 и 211.When the proposed complex operates, the production of wells through pipelines 1001 and 2001 of fields 100 and 200, hereinafter - respectively, is supplied to complex gas treatment installations 101 and 201, where in pre-treatment and drying installations 111 and 211 it is cleared of mechanical impurities and hydrocarbons C 5 + , which are removed in the form of stable gas condensate through pipelines 1002 and 2002, methanol and water, which are disposed of in the form of a water-methanol solution within installations 111 and 211.
С установок 111 и 211 подготовленный природный газ по трубопроводам 1003 и 2003 подают на установки 112 и 212, из которых по трубопроводам 1104 и 2004 в трубопроводы 1002 и 2002 выводят тяжелые углеводороды, по трубопроводам 1005 и 2005 в ДКС 114 и 214 выводят очищенный и осушенный природный газ, а по трубопроводам 1006 и 2006 кислые примеси подают в установки 113 и 213, где последние утилизируют с получением отходящего газа, выводимой по трубопроводам 1007 и 2007, и, возможно, элементной серы, выводимой по трубопроводам 1008 и 2008 (показано пунктиром).From units 111 and 211, prepared natural gas is supplied through pipelines 1003 and 2003 to units 112 and 212, from which heavy hydrocarbons are removed through pipelines 1104 and 2004 to pipelines 1002 and 2002, and purified and dried through pipelines 1005 and 2005 to BCS 114 and 214 natural gas, and through pipelines 1006 and 2006, acidic impurities are supplied to units 113 and 213, where the latter are utilized to produce waste gas, discharged through pipelines 1007 and 2007, and, possibly, elemental sulfur, discharged through pipelines 1008 and 2008 (shown in dotted lines) .
Очищенный и осушенный газ, поступающий по трубопроводу 1005, компримируют в ДКС 114, компримированный очищенный и осушенный природный газ подают в магистральный газопровод 1009, смешивают с первым потоком компримированного очищенного и осушенного природного газа, поступающего по трубопроводу 2013, а полученную смесь по магистральному трубопроводу 1010 направляют на завод СПГ 300, где доосушают на установке 301, сжижают на установке 302 и выводят в качестве товарного СПГ по трубопроводу 3001.Purified and dried gas supplied through pipeline 1005 is compressed into BCS 114, compressed purified and dried natural gas is fed into main gas pipeline 1009, mixed with the first stream of compressed purified and dried natural gas supplied through pipeline 2013, and the resulting mixture through main pipeline 1010 sent to LNG plant 300, where it is further dried at unit 301, liquefied at unit 302 and removed as commercial LNG through pipeline 3001.
Очищенный и осушенный газ, поступающий по трубопроводу 2005, компримируют в ДКС 214 и разделяют на два потока:The purified and dried gas entering through pipeline 2005 is compressed into BCS 214 and divided into two streams:
- первый поток по трубопроводу 2013 направляют на смешение,- the first flow through the 2013 pipeline is sent for mixing,
- часть второго потока по трубопроводу 2009 направляют на установку 215, где фракционируют с получением трех фракций:- part of the second flow through pipeline 2009 is sent to installation 215, where it is fractionated to obtain three fractions:
- этановой фракции, которую подают по трубопроводу 2014 на газохимическое производство 500,- ethane fraction, which is supplied through pipeline 2014 to gas chemical production 500,
- пропан-бутановой фракции, которую (или, возможно, фракции индивидуальных углеводородов) выводят по трубопроводу 2010,- propane-butane fraction, which (or, possibly, fractions of individual hydrocarbons) is removed through pipeline 2010,
- метановой фракции, которую по трубопроводу 2011 возвращают на ДКС 214, где компримируют, смешивают с оставшейся частью второго потока, компримированного очищенного и осушенного природного газа и по трубопроводу 2012 направляют потребителям 400- methane fraction, which is returned via pipeline 2011 to BCS 214, where it is compressed, mixed with the rest of the second stream, compressed purified and dried natural gas and sent to consumers 400 via pipeline 2012
При необходимости регулирования теплотворной способности товарного природного газа и/или СПГ пропан-бутановую фракцию из трубопровода 2010 подают в трубопровод товарного природного газа 2012 и/или в трубопровод 2013 смеси метановой фракции со вторым потоком компримированного очищенного и осушенного природного газа (показано пунктиром).If it is necessary to regulate the calorific value of commercial natural gas and/or LNG, the propane-butane fraction from pipeline 2010 is supplied to the commercial natural gas pipeline 2012 and/or to the pipeline 2013 of a mixture of methane fraction with a second stream of compressed purified and dried natural gas (shown in dotted lines).
При наличии соответствующих перерабатывающих мощностей, на газохимическое производство 500 непосредственно или в трубопровод 2014 также подают пропан-бутановую фракцию или фракции индивидуальных углеводородов для переработки (показано пунктиром).If there are appropriate processing capacities, the propane-butane fraction or fractions of individual hydrocarbons for processing are also supplied to the gas chemical production 500 directly or to the pipeline 2014 (shown in dotted lines).
При необходимости на установке 112 или на установке 301 природный газ дополнительно очищают от паров ртути.If necessary, at installation 112 or at installation 301, natural gas is additionally purified from mercury vapor.
При необходимости на установки 111 и 211 по трубопроводам 1007 и 2015 подают попутный нефтяной газ близлежащих нефтегазовых месторождений.If necessary, installations 111 and 211 are supplied with associated petroleum gas from nearby oil and gas fields via pipelines 1007 and 2015.
Работоспособность комплекса подтверждается примером.The functionality of the complex is confirmed by an example.
5,80 млн т/год продукции скважин (трубопровод 1001) месторождения 100 содержащей, % об. (без учета воды и метанола): метан 96,53; этан 0,87; азот 0,92; углекислый газ 0,60, сероводород 0,11; углеводороды С3+ остальное, при 0 °С и 12,0 МПа подают на установку, где перерабатывают на установках 111-113 и компримируют на ДКС 114 с получением 0,25 млн т/год стабильного газового конденсата (трубопровод 1002), 0,01 млн т/год тяжелых углеводородов (трубопровод 1004) и 5,40 млн т/год компримированного очищенного и осушенного природного газа (трубопровод 1005), который смешивают с 5,50 млн т/год первого потока компримированного очищенного и осушенного природного газа (трубопровод 2013) и направляют на завод СПГ 300, где получают 9,9 млн т/год сжиженного природного газа (трубопровод 3001).5.80 million tons/year of well production (pipeline 1001) of field 100 containing, % vol. (excluding water and methanol): methane 96.53; ethane 0.87; nitrogen 0.92; carbon dioxide 0.60, hydrogen sulfide 0.11; C 3+ hydrocarbons, the rest, at 0 °C and 12.0 MPa, are supplied to the installation, where they are processed at installations 111-113 and compressed at BCS 114 to produce 0.25 million tons/year of stable gas condensate (pipeline 1002), 0, 01 million tons/year of heavy hydrocarbons (pipeline 1004) and 5.40 million tons/year of compressed purified and dried natural gas (pipeline 1005), which is mixed with 5.50 million tons/year of the first compressed purified and dried natural gas stream (pipeline 2013) and sent to LNG plant 300, where 9.9 million tons/year of liquefied natural gas is produced (pipeline 3001).
21,20 млн т/год продукции скважин (трубопровод 2001) месторождения 200 содержащей, % об. (без учета воды и метанола): метан 82,43; этан 6,69; азот 0,87; углекислый газ 4,27, сероводород 0,04; углеводороды С3+ остальное, при -2 °С и 10,0 МПа подают на установку, где перерабатывают на установках 211-213 с получением 1,24 млн т/год стабильного газового конденсата (трубопровод 2002), 0,02 млн т/год тяжелых углеводородов (трубопровод 2004) и 17,8 млн т/год очищенного и осушенного природного газа (трубопровод 2005), который подают на ДКС 214, где его компримируют и разделяют на первый поток, направляемый на смешение, и второй поток, 8,3 млн т/год из которого направляют на установку 215.21.20 million tons/year of well production (pipeline 2001) of the deposit 200 containing, % vol. (excluding water and methanol): methane 82.43; ethane 6.69; nitrogen 0.87; carbon dioxide 4.27, hydrogen sulfide 0.04; C 3+ hydrocarbons, the rest, at -2 °C and 10.0 MPa, are supplied to the installation, where they are processed in units 211-213 to produce 1.24 million tons/year of stable gas condensate (pipeline 2002), 0.02 million tons/year year of heavy hydrocarbons (pipeline 2004) and 17.8 million tons/year of purified and dried natural gas (pipeline 2005), which is supplied to BCS 214, where it is compressed and divided into the first stream, sent for mixing, and the second stream, 8. 3 million tons/year of which is sent to installation 215.
Очищенный и осушенный газ 2005 компримируют в ДКС 214 и разделяют на два потока, первый поток по трубопроводу 2013 направляют на смешение, а 8,30 млн т/год второго потока по трубопроводу 2009 направляют на установку 215, где фракционируют с получением 0,91 млн т/год этановой фракции, которую в качестве сырья подают по трубопроводу 2014 на газохимическое производство 500, 0,93 млн т/год пропан-бутановой фракции, которую выводят по трубопроводу 2010, а также 6,46 млн т/год метановой фракции, которую по трубопроводу 2011 возвращают на ДКС 214, где компримируют, смешивают с оставшейся частью второго потока компримированного очищенного и осушенного природного газа и в качестве товарного газа (содержание примесей кислых компонентов ниже нормативных требований, низшая объемная теплота сгорания 35,3 МДж/м3) в количестве 10,49 млн т/год по трубопроводу 2012 направляют потребителям 400. Глубина извлечения этана принята 95 %.Purified and dried gas 2005 is compressed in BCS 214 and divided into two streams, the first stream through pipeline 2013 is sent for mixing, and 8.30 million tons/year of the second stream through pipeline 2009 is sent to installation 215, where it is fractionated to obtain 0.91 million t/year of the ethane fraction, which is supplied as raw material through the 2014 pipeline to gas chemical production 500, 0.93 million tons/year of the propane-butane fraction, which is removed through the 2010 pipeline, as well as 6.46 million tons/year of the methane fraction, which via pipeline 2011 is returned to BCS 214, where it is compressed, mixed with the remainder of the second stream of compressed purified and dried natural gas and used as commercial gas (the content of acidic component impurities is below standard requirements, the lower volumetric calorific value is 35.3 MJ/m 3 ) in in an amount of 10.49 million tons/year through the 2012 pipeline are sent to 400 consumers. The depth of ethane extraction is assumed to be 95%.
В комплексе по прототипу в условиях примера товарный газ (трубопровод 9, фиг.1) содержит 295 мг/м3 сероводорода при норме не более 7 мг/м3 и не может транспортироваться по магистральному трубопроводу, а производительность газохимического производства 700 по сырью составила 0,83 млн т/год.In the prototype complex under the example conditions, commercial gas (pipeline 9, Fig. 1) contains 295 mg/m 3 of hydrogen sulfide at a rate of no more than 7 mg/m 3 and cannot be transported through the main pipeline, and the productivity of gas chemical production 700 for raw materials was 0 .83 million tons/year.
Таким образом, предлагаемый комплекс работоспособен, обеспечивает повышение качества товарного газа до нормативного, повышение производительности газохимического производства по сырью и может быть использован в промышленности.Thus, the proposed complex is operational, improves the quality of commercial gas to the standard level, increases the productivity of gas chemical production in terms of raw materials and can be used in industry.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2823002C1 true RU2823002C1 (en) | 2024-07-17 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2180305C2 (en) * | 1997-01-23 | 2002-03-10 | Абрамов Валентин Алексеевич | Complex for natural gas-field development |
| RU2570795C1 (en) * | 2014-07-15 | 2015-12-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas refining and gas chemical complex |
| WO2016139702A1 (en) * | 2015-03-04 | 2016-09-09 | 千代田化工建設株式会社 | System and method for liquefying natural gas |
| RU2685099C1 (en) * | 2018-11-06 | 2019-04-16 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Production cluster |
| RU2743421C1 (en) * | 2019-12-13 | 2021-02-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") | Hydrocarbon field arrangement method |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2180305C2 (en) * | 1997-01-23 | 2002-03-10 | Абрамов Валентин Алексеевич | Complex for natural gas-field development |
| RU2570795C1 (en) * | 2014-07-15 | 2015-12-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas refining and gas chemical complex |
| WO2016139702A1 (en) * | 2015-03-04 | 2016-09-09 | 千代田化工建設株式会社 | System and method for liquefying natural gas |
| RU2685099C1 (en) * | 2018-11-06 | 2019-04-16 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Production cluster |
| RU2743421C1 (en) * | 2019-12-13 | 2021-02-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") | Hydrocarbon field arrangement method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2570795C1 (en) | Gas refining and gas chemical complex | |
| CN111565821A (en) | Low temperature process for removing nitrogen from exhaust gas | |
| RU2648077C9 (en) | Gas chemical complex | |
| AU2007319977B2 (en) | Configurations and methods for gas condensate separation from high-pressure hydrocarbon mixtures | |
| KR102498124B1 (en) | Liquefied natural gas production method | |
| CN1065517C (en) | Method for removing mercaptans from LNG | |
| RU2731351C2 (en) | Method and system for production of lean methane-containing gas flow | |
| WO2007120490A2 (en) | Membrane process for lpg recovery | |
| EA007664B1 (en) | Removing natural gas liquids from a gaseous natural gas stream | |
| RU2010105321A (en) | METHOD FOR PRODUCING XENON CONCENTRATE FROM NATURAL FUEL GAS, ITS PROCESSING PRODUCTS, INCLUDING TECHNOGENIC WASTE GASES, AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION (OPTIONS) | |
| EA002731B1 (en) | Process and apparatus for gas purification and products obtained therefrom | |
| CN111004657B (en) | Method for comprehensively utilizing oilfield associated gas | |
| CN111447985B (en) | Method for distilling a gas stream comprising oxygen | |
| CN102112391A (en) | Process and apparatus for generating and purifying syngas | |
| RU2647301C1 (en) | Gas-chemical cluster | |
| RU2823002C1 (en) | Natural gas liquefaction complex | |
| WO2015065239A1 (en) | Multi-tonnage production for processing natural gases from various deposits | |
| RU2685099C1 (en) | Production cluster | |
| US10760006B2 (en) | Methods and systems to separate hydrocarbon mixtures such as natural gas into light and heavy components | |
| RU2640785C1 (en) | Method for producing xenon concentrate and krypton from natural or associated petroleum gas | |
| RU2703135C1 (en) | Gas chemical complex | |
| RU2688530C1 (en) | Complex for extraction, collection, processing and transportation of natural gases of a group of deposits with different content of ethane | |
| WO2014081649A1 (en) | Supersonic gas separation and adsorption processes for natural gas dehydration systems | |
| CN111432912B (en) | Method for limiting the concentration of oxygen contained in a biomethane stream | |
| RU2710228C1 (en) | Gas processing and gas chemical complex |